在能源格局深度调整与可再生能源波动性挑战并存的背景下，推动存量煤电资产焕新需聚焦绿氨掺烧、CCUS 及电氢耦合等低碳零碳技术攻关。绿氨利用风光富余电力电解水制氢并合成，生产过程近“零碳”；作为氢气消耗大户（现约 70% 氢气用于合成氨和甲醇）的理想替代载体，其在运输经济性、安全性及便利性上优于纯氢，成为风光电跨区消纳的最佳媒介。国际可再生能源机构（IRENA）预测，作为氢载体的氨产量将从 2030 年的 100 至 300 万吨激增至 2050 年的 1.1 至 1.3 亿吨，届时氨生产碳排放强度将下降 78%。当前，中国已建成年产 1 万吨的绿电绿氢合成氨示范项目，并在政策扶持下加速规模化应用，使其成为保障能源安全、培育新质生产力的战略资源。在技术路径上，改造后的煤电机组应具备掺烧 10% 以上绿氨的能力，耦合碳捕集利用与封存（CCUS）技术，可进一步捕捉制氢、冶金及发电等行业排放的二氧化碳，实现尿素生产等过程的近零碳排。实证数据显示，此类改造后年耗电量减少 205.7 万千瓦时，折合标准煤节约 679 吨，带来年节能收益 186.3 万元。对标天然气机组碳排放水平，加快煤电低碳化改造，不仅是推动能源绿色发展的关键举措，更是通过统一绿电溯源、绿证核发与碳减排量核算标准，实现环境效益在碳市场变现、助力“双碳”目标的必由之路。

不论环境如何变化，“绿氨掺烧”永远值得重新思考。很多人认为，绿氨仅仅是农业化肥领域的升级，或者是一种遥远的氢能运输载体，这只是一个表象。在当前的能源语境下，绿氨实际上是一种能够完美适配现有火电基础设施的“液态储能介质”，它解决了氢能难以长距离、大规模传输的痛点，是连接风光发电与刚性电力负荷之间的关键桥梁。

比如，在传统的能源金三角地区，或者西北的“沙戈荒”大基地周边，风光电站往往面临弃电的困境，而周边的煤化工或火电厂却面临碳排放指标的压力。看似具备了“绿电”和“高能耗”两个条件，却往往因为技术路径不兼容而各自为战，甚至导致绿电消纳困难。原因在于行业长期忽略了“介质转换”这一核心要素，直接试图用气态氢去匹配庞大的工业负荷，导致储运成本高昂且安全风险大。这种“硬连接”的失败，导致绿电无法高效转化为终端能源，最终造成了资源浪费与减排目标的落空。

针对大规模消纳可再生能源的迫切需求，构建成熟储运体系并实现与现有能源网络的无缝耦合，已成为低碳转型的关键。当前，合成氨与甲醇消耗了约 70% 的氢气，而绿氨凭借其在运输经济性、安全性及便利性上的显著优势，正成为风光电转化的理想媒介。利用富余绿电电解水制氢并合成绿氨，不仅实现了生产过程接近“零碳”的目标，更通过改造燃煤机组掺烧 10% 以上绿氨，将不稳定的新能源转化为稳定的电力二次转换形式。以中国正在建设的年产 1 万吨绿电合成氨示范项目为缩影，此类项目实施后年耗电量减少 205 万度，折合标准煤节约 679 吨，年节能收益达 186.3 万元。随着国家政策的强力扶持及统一绿电溯源、碳减排核算标准的推进，绿氨产业正从试点走向规模化，预计 2050 年氨产量将激增至 1.1 至 1.3 亿吨。当绿氨作为固碳载体耦合 CCS 技术，不仅能大幅降低电力行业占全国碳排放四成总量的压力，更能推动尿素生产等下游环节实现深度脱碳，成为保障能源安全、培育新质生产力的战略资源。

流行的“全面替代化石能源”观点暗含了一个错误假设，即认为新能源可以立即完全取代传统能源。但实际上，真正的机会在于“存量优化”与“介质转换”，这要求我们采用“液态储氢”的新策略。绿氨并非要取代煤电，而是让煤电从单纯的“烧煤发电”转变为“烧氨补碳”的灵活调节电源。通过掺烧绿氨，煤电机组可以在保证电网稳定的前提下，显著降低度电碳排放。这种思路将能源转型从“非此即彼”的零和博弈，变成了“新旧协同”的增量游戏，既保留了煤电的调节能力，又引入了零碳燃料的减排红利。

除了具体技术路径，更重要的是建立一种“系统思维”和“全生命周期视角”。例如，在评估绿氨项目时，不能只看制氨环节的碳排放，而要看从风光发电、电解水制氢、合成氨、运输到最终掺烧发电的全过程碳足迹。这种“算大账”的思维，揭示了传统灰氨生产（每吨排放约 4.2 吨二氧化碳）与绿氨生产（接近零碳）之间的巨大鸿沟。同时，还要具备“动态平衡”的思维，认识到在绿氨产能不足的过渡期，允许使用灰氨进行技改验证是一种务实的妥协，但最终必须向全绿氨过渡。这些思维看似抽象，却是避免盲目投资、确保项目长期经济可行性的来源。

今年我们聚焦了绿氨掺烧与煤电低碳化改造。明年，我希望关注的是绿氨产业标准的统一以及碳减排量的市场化核销机制。愿能源行业从业者在技术与商业的夹缝中，找到那条兼顾安全、经济与环保的务实之路。

面对电力行业占全国碳排放总量约四成的减排压力，单纯依赖化石能源的彻底替代尚需时日，将减排重心转向“清洁化”改造与技术创新已成为务实路径。在这一逻辑下，绿氨掺烧技术应运而生：它利用风能、太阳能等可再生能源富余电力电解水制氢，再与空气中的氮气合成接近“零碳”的绿氨。相较于直接输送氢气，绿氨凭借更优的运输经济性、安全性与便利性，成为风光电长距离传递的最佳媒介。目前，中国已启动年产 1 万吨的绿电合成氨示范项目，并规划改造后的煤电机组应具备掺烧 10% 以上绿氨的能力，以此对标天然气机组的碳排放水平。国际可再生能源机构（IRENA）预测，作为氢载体的氨产量将从 2030 年的百万吨级激增至 2050 年的 1.1 至 1.3 亿吨级。以绿氨、绿醇为代表的绿色清洁液体燃料，不仅是消纳多余新能源、降低合成氨行业碳排放强度的关键载体，更是保障能源安全、培育新质生产力的战略资源。在具体的工程实践中，此类改造已显现出可观效益：某示范项目实施后，年耗电量减少 205.7 万千瓦时，折合节约标准煤 679 吨，年节能收益达 186.3 万元。随着统一绿电溯源与碳减排量核算标准的完善，绿电消费的环境效益正逐步在碳市场中实现价值转化。

绿氨掺烧技术利用可再生能源富余电力制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，这是《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027 年）》中明确提出的三种改造方式之一。该方案提出，到 2025 年首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，相关项目度电碳排放较 2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低 20% 左右；到 2027 年，相关项目度电碳排放较 2023 年降低 50% 左右，接近天然气发电机组碳排放水平。这一目标的设定，标志着煤电的角色定位正在发生根本性转变：从碳排放的主要源头，转变为低碳转型的示范先锋。

目前，中国正在建设一个年产 1 万吨的绿电绿氢生产合成氨示范项目，旨在将传统高能耗、高排放的合成氨过程转变为绿色过程。该项目实施后，年耗电量减少 2057061.16 千瓦时，折合标准煤 679 吨，年节能收益为 186.3 万元。这一数据背后，不仅体现了绿氨作为能源载体的潜力，更揭示了通过技术手段实现“节能即减排”的经济逻辑。在现有的绿氨产能不足的阶段，煤电机组进行掺氨技改时，允许使用灰氨作为掺烧能力的验证手段，这为行业的平稳过渡提供了政策缓冲。

绿氨是指利用风能、太阳能等可再生能源发电产生的绿电电解水制氢，再与空气中的氮气合成氨，生产过程接近“零碳”。合成氨和甲醇是氢气消耗的最大用户，目前约 70% 的氢气用于生产合成氨和甲醇。以绿氢代替传统制氢可消纳多余新能源并减少碳排放。绿氨、绿醇在运输的经济性、安全性、便利性方面优于氢气，是风光电新能源传递过程中最好的媒介。国际可再生能源机构（IRENA）预测，作为氢载体的氨产量将从 2030 年的 100 至 300 万吨大幅增长至 2050 年的 1.1 至 1.3 亿吨。这一预测数据表明，绿氨产业正从概念走向规模化，将成为未来能源版图中的关键拼图。

绿氨作为固碳载体，耦合 CCS 技术可捕捉制氢、冶金、炼化、发电等行业排放的二氧化碳，实现尿素生产的接近“零碳”排放。通过电解水制氢合成绿氨，到 2050 年氨生产的碳排放强度将下降 78%。得益于政策扶持与技术进步，中国绿氨产业正处在快速增长阶段，国家已出台政策大力扶持其推广应用，下游应用和市场空间广阔。以绿氨、绿醇为代表的绿色清洁液体燃料是面向未来的新兴产业，是保障我国能源安全、优化能源结构、实现双碳目标的战略降碳资源，也是能源领域培育新质生产力的重要方向。

在能源金三角地区，利用“沙戈荒”大基地弃电制取绿氢，用于周边煤化工企业灰氢替代，推动形成绿氢耦合煤化工碳减排示范区。在现有绿氨产能不足的阶段，煤电机组进行掺氨技改时，允许使用灰氨作为掺烧能力的验证手段。这一政策安排体现了务实的转型策略，即在技术成熟度与经济性尚未完全匹配的现实条件下，通过“灰转绿”的渐进式路径，降低行业转型的门槛与风险。

中国氮肥工业协会理事长顾宗勤指出，氮肥协会十分关注绿氨绿醇的发展，始终把其作为行业未来发展的方向。为支持产业发展，氮肥协会于 2023 年成立了“绿氨绿醇产业联盟”，旨在建立上下游配套的有效衔接，解决共性问题，推动相关产业政策的出台和标准的制定，引导产业健康发展。顾宗勤介绍，要实现“双碳”目标，能源是源头、工业是重点。合成氨、甲醇行业作为能源消耗和碳排放大户，面临巨大减排压力。生产 1 吨合成氨，煤头二氧化碳排放量约为 4.2 吨，天然气头约为 2.04 吨；生产 1 吨甲醇，煤头二氧化碳排放量约为 3.1 吨，天然气头约为 0.58 吨。按生态环境部统计口径计算，2021 年合成氨、甲醇生产过程二氧化碳排放量（不含能源活动）占化工行业生产过程排放总量的 51.1%。

《煤电低碳化改造建设行动方案 (2024—2027 年)》提出，到 2025 年首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；到 2027 年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降。相关项目度电碳排放较 2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低 50% 左右，接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。《方案》提出了 3 种改造建设方式：一是生物质掺烧，充分利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电。二是绿氨掺烧，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电。三是碳捕集利用与封存，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存。

绿氨的应用场景主要集中在固碳和储氢两大领域。作为固碳载体，绿氨耦合 CCS 技术可捕捉制氢、冶金、炼化、发电等行业排放的二氧化碳，实现尿素生产的接近“零碳”排放。作为氢的载体，绿氨可实现氢的低成本远洋运输。氨比氢气更容易液化，同体积液氨比液氢多至少 60% 的氢，且储运基础设施完善。绿氨将是未来航运业脱碳的主力燃料之一，在 2030-2050 年间，氨能作为航运燃料的占比将从 7% 上升至 20%。随着可再生能源发电成本的下降及风光电氢氨一体化技术的成熟，绿氨成本将显著降低。目前通过可再生资源制取每吨绿氨的成本为 720-1400 美元，高于灰氨。但绿电成本下降是绿氨成本下降的最主要因素。预计到 2030 年，绿氨生产的最低成本将从 720 美元降至 475 美元，降幅显著。

在碳达峰、碳中和的世纪热潮中，绿氨正在成为近期全球关注的焦点。相较于氢，氨在储存和运输方面具有明显优势，正从传统农业化肥领域向能源领域拓展。国家发改委等部委已提出引导传统合成氨优化结构、淘汰落后产能，并向绿氨发展。未来合成氨市场将进一步由传统合成氨向绿氨转移。氨作为零碳燃料和氢能载体，是实现未来绿色发展的重要支柱。目前全球氨产量约 2.53 亿吨，其中 98% 由化石能源制得，碳排放占全球的 1.8%。中国化工行业中氨的碳排放量位居首位。未来基于化石燃料的传统合成氨工业难以为继，积极寻找绿色制氨方案是亟待解决的能源技术挑战。

最常见的氨生产工艺是哈伯—博施（Haber–Bosch）工艺，目前全球每年氨产量约 2.5 亿吨，其中 98% 来自化石能源。煤制氨和天然气制氨碳排放量巨大。绿氨由绿氢和氮气反应得到，是实现制氨行业零碳排放的关键。第二代钌基催化剂的研发使氨合成可在较低温度和压力下进行，降低了能耗并支持装置小型化、灵活化。新型合成氨工艺（光催化、电化学等）也进入发展期，能更好适应可再生能源特性。氨的储存条件温和，能量密度高，燃烧无碳排放，且基础设施完善。绿氨可直接利用或分解为氢气再利用，成为下一代能源载体。IRENA 预测，氨作为氢载体将从 2030 年的 100～300 万吨增加到 2050 年的 1.1～1.3 亿吨。在化工、发电（SOFC、内燃机、燃气轮机）及远洋航运领域均有巨大市场潜力。当前绿氨成本为 720～1400 美元/吨，预计 2050 年将降至 310～610 美元/吨。

《方案》鼓励在沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目中率先实施绿氨掺烧示范，同时鼓励煤炭与煤电联营、煤电与可再生能源联营“两个联营”。这一政策导向清晰地勾勒出绿氨发展的空间布局：依托西部丰富的风光资源，就地制氨，通过煤电机组消纳，形成“源网荷储”一体化的示范模式。这种模式不仅解决了新能源消纳难题，还通过煤电的调节能力保障了电网安全，实现了经济效益与环境效益的双赢。

依托风能、太阳能等可再生能源发电电解水制氢，再与空气氮气合成，绿氨生产过程接近“零碳”，其运输在安全性、经济性与便利性上优于氢气，成为风光电消纳与传递的最佳媒介。作为固碳载体，绿氨耦合碳捕集利用与封存（CCUS）技术，可捕捉制氢、冶金、炼化及发电等行业排放的二氧化碳，推动尿素生产实现近零碳排，预计到 2050 年氨生产碳排放强度将下降 78%。当前，中国正建设年产 1 万吨的绿电绿氢合成氨示范项目，旨在将传统高能耗工艺转为绿色过程。国际可再生能源机构（IRENA）预测，氨产量将从 2030 年的 100 至 300 万吨激增至 2050 年的 1.1 至 1.3 亿吨。面对电力行业占全国能源消耗碳排放总量 40% 的巨大压力，国家出台政策大力扶持绿氨产业，鼓励煤电机组进行低碳化改造，要求改造后具备掺烧 10% 以上绿氨的能力，使其成为保障能源安全、优化结构及培育新质生产力的战略资源。一项具体实践显示，项目实施后年耗电量减少 205.7 万千瓦时，折合标准煤 679 吨，年节能收益达 186.3 万元。未来，随着绿电溯源、绿证核发与碳减排量核算标准的统一，绿电消费将实现与碳市场的互认变现，推动绿氨等绿色清洁液体燃料在交通与工业领域深度应用。

石油和化学工业规划院能化处副总、绿氨绿醇产业联盟副秘书长温倩表示，以绿氨、绿醇为代表的绿色清洁液体燃料是面向未来的新兴产业，是保障我国能源安全、优化能源结构、实现双碳目标的战略降碳资源，也是能源领域培育新质生产力的重要方向，现阶段处于发展初期。建议产业发展立足于我国资源禀赋、产业结构特点，加快关键技术创新，推进标准和绿色产品认证；同时加强顶层设计与政策引导，支持试点示范引领和重点区域科学布局，以促进行业健康发展，满足我国能源、交通、工业等各领域低碳需求。清华大学教授林今在会上指出，当前，中国绿氨产业正处在快速增长阶段，得益于政策扶持与技术进步，下游应用和市场空间广阔。绿氨不仅用于化肥工业生产，还在储能、燃料、发电等领域极具应用前景，国家已出台政策大力扶持其推广应用。其中，化肥工业存量市场规模 2+ 亿吨，航运燃料潜在需求 1.8+ 亿吨，煤电掺烧需求巨大。

任何的企业，都不可能反抗由无数消费者的选择组成的“看不见的手”，只能去调整和应用。在能源转型的浪潮中，无论是传统的火电企业还是新兴的绿氨开发商，都必须在市场规律与技术可行性之间找到平衡点。通过绿氨掺烧，煤电不再是高碳排放的代名词，而成为绿色能源系统的稳定器与调节器。

从技术原理的突破到产业规模的跃迁，煤电掺烧绿氨不仅是单一机组的低碳改造，更是重构“源 - 网 - 荷 - 储”协同机制的关键一环。通过利用西部风光大基地的富余电力就地制氨，再经特高压输送至负荷中心进行掺烧，这一路径有效破解了新能源消纳与区域能源分布不均的结构性矛盾。绿氨作为氢能的液态载体，将不稳定的可再生能源转化为稳定、易储运的工业原料，使得电力系统的波动性被化学键的重组所吸收，从而在保障电网安全的同时，实现了碳排放的源头削减。

面对当前绿氨成本仍高于灰氨、基础设施尚待完善的现实挑战，行业需坚持“灰转绿”的渐进式发展策略，以灰氨掺烧为过渡手段验证技术可行性，逐步提升绿氨比例。政策引导、标准制定与技术创新应形成合力，推动电解槽效率提升、催化剂革新及储运体系优化，加速降低全生命周期成本。随着规模化效应显现及绿电价格持续下行，绿氨的经济竞争力将逐步重塑传统合成氨与化石燃料发电的成本曲线，使低碳转型从政策驱动转向市场内生动力。

当绿氨掺烧从概念验证走向规模化应用，煤电机组的角色将发生根本性逆转：它们不再仅仅是化石能源的燃烧者，而是转型为连接西部风光资源与东部负荷中心的“绿色调节枢纽”。这种“西电东送”的升级版模式，通过化学键的存储与释放，将间歇性的可再生能源转化为基荷电力，既消纳了庞大的弃风弃光压力，又保留了火电系统作为电网稳定器的惯性优势，从而在保障国家能源安全的前提下，实现碳排放的实质性下降。

从“灰转绿”的过渡验证到全生命周期成本曲线的重塑，绿氨掺烧正逐步剥离煤电高碳排放的旧标签，重构其作为电网稳定器与资源调节器的新价值。这一过程并非简单的燃料替代，而是通过化学键的重组将间歇性风光电转化为可调度、易储运的基荷能源，从根本上解决了新能源消纳与区域分布不均的结构性矛盾。随着电解槽效率提升、催化剂革新及储运体系优化的协同推进，绿氨的经济竞争力将自然打破传统合成氨与化石燃料的成本壁垒，推动低碳转型从政策驱动转向市场内生动力。

在此格局下，西部风光大基地的富余电力经就地制氨后，通过特高压网络输送至负荷中心掺烧，不仅实现了“源网荷储”的一体化闭环，更将电力系统的波动性吸纳进工业原料的库存之中。这种“西电东送”的升级版模式，既保留了火电系统在极端天气下的惯性支撑能力，又为国家能源安全构筑起一道兼具韧性与清洁度的防线。当规模化效应显现，煤电机组将不再是被淘汰的落后产能，而是连接绿色能源生产与终端消费的关键枢纽，在保障能源供应连续性的同时，完成碳排放的实质性削减。

最终，绿氨掺烧的规模化落地标志着能源生产方式的深刻变革：它让传统火电在零碳目标下找到了不可替代的生态位，成为实现“双碳”战略不可或缺的战略支点。这种基于技术可行性与市场规律深度融合的发展路径，无需依赖外部强推的口号，仅凭产业自身的演进逻辑，便足以证明煤电与绿氨耦合是兼顾能源安全、经济性与环境效益的最优解，为构建新型电力系统提供了切实可行的中国方案。